页岩气资源评价方法及其在四川盆地的应用_董大忠

*本文为中国石油天然气股份公司对外合作非常规天然气技术攻关项目(编号:N o.06-03-01)的部分成果。

作者简介:董大忠,1962年生,教授级高级工程师,博士;主要从事油气勘探与发展战略、非常规油气资源地质勘探与开发技术等方面的研究工作。地址:(100083)北京市海淀区学院路910信箱油气资源规划所。电话:(010)62098610。E -mail:ddz @petr

页岩气资源评价方法及其在四川盆地的应用*

董大忠1 程克明1 王世谦2 吕宗刚3

1.中国石油勘探开发研究院

2.中国石油西南油气田公司勘探开发研究院

3.中国石油西南油气田公司蜀南气矿

董大忠等.页岩气资源评价方法及其在四川盆地的应用.天然气工业,2009,29(5):33-39.

摘 要 近10年来,在高天然气价格、水平井钻井技术和压裂技术进步的推动下,页岩气成为美国最重要的天然气开发目标,形成了适合于不同勘探开发阶段的页岩气资源潜力评价方法,对页岩气资源的认识不断得到深化。在详细研究美国页岩气资源评价方法基础上,探索了我国现阶段页岩气资源评价方法,并针对四川盆地西南部地区及威远气田区下古生界下寒武统筇竹寺组的页岩气资源做了初步预测。结果认为四川盆地页岩气资源丰富,不少于盆地常规天然气资源量,是未来值得重视的重要天然气勘探开发新领域。 关键词 页岩气 资源 评价方法 四川盆地 应用 DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2009.05.007

0 引言

与常规油气勘探开发一样,页岩气勘探开发的目标选择虽然细节极其复杂,但关键还是确定其是否具有工业价值。美国在页岩气资源勘探开发实践中,将具有合适页岩类型、有机质含量、成熟度、孔隙度、渗透率、含气饱和度以及天然裂缝发育等综合条件的页岩作为勘探开发的有利目标

[1]

,不断深化页

岩气资源潜力认识,形成了适合不同勘探开发阶段的页岩气资源潜力评价方法。笔者在美国主要页岩气资源评价方法深入、系统调查与分析的基础上,通过四川盆地西南部及威远气田区古生界下寒武统筇竹寺组页岩气资源的初步估算,探索适合中国现阶段的页岩气资源潜力评价方法。

1 页岩气资源特点

1.1 全球页岩气资源

自1821年发现页岩气以来已有近200a 的历史,但近10a 来的产量增长速度惊人,预测未来的潜在产量会更高。页岩气资源被认为是含油气盆地中最后一类走上开发舞台的油气资源

[1]

,在含油气盆

地中蕴藏量最丰富。据Roger(1997)早期的不完全

估算,全球页岩气资源量高达456@1012m 3,超过全球常规天然气资源量(436.1@1012m 3)。近年来,在钻、完井(尤其是水平井钻井、连续油管射孔和水力压裂等)技术进步、天然气价格高涨及开发速度快速增长的推动下,发现页岩气的领域越来越广,对页岩气资源的认识迅速提高,估计全球最终页岩气资源量将超过1000@1012m 3。1.2 页岩气资源特点

有关页岩气资源的独有特征,可归纳概括如下。1.2.1 资源潜力巨大

现仅以沃斯堡盆地加以说明。沃斯堡盆地是北美地台重要含油气盆地,20世纪初发现盆地第一个油田,1917年开始油气生产,至1995年共生产原油大于3.87@108

t 、天然气约2200@108

m 3

;1982年在盆地Barnett 页岩发现New ar k East 页岩气藏,目前该气藏已成为美国第二大气田[2]。目前,在盆地证实的页岩气资源量约2.6@1012m 3[3],2007年页岩气产量315@1012m 3,累计页岩气产量1200@108m 3。1.2.2 含气面积广

页岩气藏为连续型气藏,缺少明显的圈闭,也没有明显的气水界线,分布范围与处于生气窗以内的

烃源岩范围基本一致,为大面积区域含气。

#

33#第29卷第5期 天 然 气 工 业 地质与勘探

1.2.3储层致密

页岩气产自被固结至超低孔隙度和渗透率的黏土和粉砂级颗粒组成的页岩中,页岩储层孔隙度一般为4%~6%,渗透率小于0.001@10-3L m2。与常规天然气藏相比,页岩气藏的经济产量在很大程度上要依赖于天然裂缝。页岩中天然裂缝的发育可以大大改善其经济性,在天然裂缝发育区页岩储层孔隙度可达10%、渗透率可达1@10-3L m2。

1.2.4低产(一般无自然产能)

据美国早期页岩气井统计[3],40%的井初期裸眼测试无气流,55%的井初始无阻流量没工业价值,所有井都需要实施储层压裂改造。早期开发的5个页岩含气盆地,直井改造后单井产量894~28300 m3/d,平均8063m3/d。近年来,水平井、水力压裂及分段压裂技术的成功应用,单井产量大幅提高,水平井平均单井产量约20000m3/d,最大水平井单井产量47.6@104m3/d。

1.2.5页岩气井生产周期长

页岩气井年递减率小,一般2%~3%,最大5%,生产周期一般30~50a。U SGS(2008)甚至认为Barnett页岩气藏的开采寿命可达80~100a[3]。

1.2.6采收率变化较大

美国页岩气藏开发证实,页岩气藏采收率变化范围在5%~60%。埋藏较浅、地层压力低、有机碳与吸附气含量低的页岩气藏采收率约60%;埋藏较深、地层压力高、吸附气含量高的页岩气藏采收率为25%~50%。

1.2.7勘探开发投资大

美国主要页岩气藏勘探开发成本统计表明,页岩气井单井成本300~800万美元,是2000~2003年美国陆上油井单井成本45万美元的7倍、气井单井成本65万美元的5倍,其中H aynesville页岩气藏单井成本与美国2000~2003年海上油气井的单井成本969万美元相当。

2页岩气资源潜力评价方法

页岩气藏储层连续分布,具有较强的非均质性,包括多种气体富集机制、控制产能的多样性。因此,页岩气资源评价中既要考虑地质因素的不确定性,也要考虑技术、经济上的不确定性。不同勘探开发阶段适用的方法不同,关键参数不同,参数获取方式不同,资源估算结果也有较大差异。美国形成了多种页岩气资源评价方法,如图1所示。鉴于页岩气藏为连续型气藏,区域分布,USGS

在页岩气藏资源

图1主要页岩气资源评价方法示意图

评价中引入了全含油气系统评价单元概念。笔者在该概念阐述的基础上,论述了主要页岩气藏资源评价方法。

2.1全油气系统评价单元概念

在页岩气资源评价中,基于资源评价目的, U SGS把现有天然气藏划归为两个主要端元型气藏和一个过渡型气藏[4-5]。两个主要端元型气藏是常规气藏和连续型气藏,同时兼具两个端元型气藏特征的为过渡型气藏。连续型气藏(Schmoker,1996; Pollastr o,2002)包括煤层气、页岩气、盆地中心气和致密砂岩气等,其特征具有较大的三维空间延展、无明显油气水界线、不依赖水的浮力连续聚集成藏、源岩与储层联系紧密、在整个源岩范围内均有气藏存在。连续型气藏通过转换带可以渐变为常规气藏。基于连续型气藏概念,U SGS(Klett、M agoo n和Schmoker等,2000)在资源评价中,提出了全含油气系统评价单元概念(T PS-AU),以取代其1995年以来的成藏组合概念。全含油气系统评价单元概念关注于整个烃类流体系统,包括了Mago on和Dow (1994)定义的所有与已知烃类成藏、油苗、输导体系等油气系统的元素,引入了与成熟源岩相连的所有未发现的油气聚集和相应的地理区域。评价单元建立在相似地质单元和烃类聚集类型基础上,也可以代表需要评价的一套或多套成藏组合。评价单元与成藏组合有明显不同,成藏组合可能包括多套源岩和(或)油气系统,并不局限在单个油气系统内,此外一个成藏组合内的烃类来源于多个油气系统的情况也很常见。因此,全含油气系统评价单元概念对一个全油气系统内与未发现油气的源岩、油气生成、运移和圈闭相关的主要因素和过程有更为清晰的定义。在页岩气资源评价中,对全含油气系统中的以下地质要素进行确定和成图:¹烃源岩,尤其是富有机质页岩烃源岩;º富有机质页岩的地理分布;»来源于要评价的页岩中的烃类流体数量和地理展布范

#

34

#

地质与勘探天然气工业2009年5月